RECUPERACION TERCIARIA POR ASP CASO: YACIMIENTO CENTENARIO Noviembre-2007

EOR ( Enhanced Oil Recovery ) petróleo recuperado por la inyección de fluidos que no están normalmente en el reservorio.

ADICIONANDO RESERVAS: DESCUBRIENDO NUEVOS CAMPOS 2.DESCUBRIENDO NUEVOS RESERVORIOS 3.EXTENDIENDO RESERVORIOS EN CAMPOS CONOCIDOS 4.REDEFINIENDO RESERVAS (POR CAMBIO DE PRECIOS O TECNOLOGÍA)

Porque: No necesita encontrarlo. Tiene la mayor parte de la instalación de superficie construida. Los mercados están disponibles. La tecnología está madura y accesible. Después de la secundaria queda 65 % de petróleo por sacar.

LOS YACIMIENTOS MADUROS SON PROYECTOS DE BAJO RIESGO YACIM. CENTENARIO FM. LOTENA

NUMERO CAPILAR

LIMITACIONES PROFUNDIDAD

LIMITACIONES PERMEABILIDAD

LIMITACIONES VISCOSIDAD Hydrocarbon-Miscible Nitrogen and Flue Gas CO2 Flooding Surfactant/ Polymer Polymer Alkaline Fire Flood Steam Drive EOR Method Very Good Good Fair More Difficult Very Difficult Difficult Not Feasible May Not Be Possible (Can Be Waterflooded) Oil Viscosity - Centipoise at Reservoir Conditions 0.1 1 10 100 1000 10000 100000 1000000

SIMULACION STREAM LINE (DR. AKHIL DATTA – GUPTA) PERMITE: El análisis de la perfomance de proyectos durante primaria y secundaria. BALANCEO DE PATTERNS. Delimitar Area de drenaje y su variación con cambios de régimen. VISUALIZACION DE LOS FLUJOS. CALCULOS DE EFICIENCIA DE BARRIDO. HISTORY MATCH MAS RAPIDOS, PRESERVANDO EL MODELO GEOLOGICO

STREAM LINE DE UN BLOQUE

IGUALANDO TIEMPOS DE ARRIBO

RECUPERACION TERCIARIA POR ASP CASO: YACIMIENTO CENTENARIO ESTADO DE AVANCE DE ESTUDIOS Noviembre-2007

ASP ¿EN QUE CONSISTE? Consiste en la inyección de químicos: álcalis, surfactantes y polímeros con la finalidad de aumentar la recuperación de petróleo mejorando la eficiencia areal (aumenta la zona tocada por el agua) y la eficiencia microscópica de barrido (saca petróleo entrampado por capilaridad)

RECUPERACIÓN POR ALCALIS Tienen una doble función: Actuar de agente sacrificial, ya que es más económico que el surfactante. En reservorios de determinados números ácidos puede formar, in situ, un surfactante, que puede, actuar como co-surfactante con el surfactante usado y bajar más la tensión interfacial.

RECUPERACIÓN POR SURFACTANTES Problema: disminución de eficiencia microscópica de barrido por entrampamiento del crudo en espacios interporales Solución: Surfactante

POLÍMEROS VISCOSIFICANTES PROBLEMA: Disminución de la eficiencia de barrido por fingering viscoso. Solución: Polímero viscosificante

METODOLOGIAS DE EVALUACION DE ASP Y RESULTADOS EN CENTENARIO

FORMA DE EVALUAR Pruebas con diferentes productos: comportamientos de fases, viscosidad efectiva, interacciones entre químicos, pruebas de emulsificación con surfactante, tamaño de micelas, cálculos de valores necesarios de viscosidad y tensión interfacial, pruebas en simulador experimental de reservorios

ESTUDIOS PREVIOS PARA PROYECTO ASP EN CENTENARIO

RESULTADOS A DESTACAR DE LA CARACTERIZACIÓN El agua de inyección y la de formación tienen marcadas diferencias. El agua de formación contiene cationes que pueden formar, combinados con las poliacrilamidas, precipitados que dañen a la formación. Como los químicos inyectados tomarán contacto con agua de formación se decide realizar las pruebas con las dos, pero dándole más importancia a los resultados con ésta última.

CLASIFICACIÓN DE SURFACTANTES CATIONICOS SE ADSORBEN POR LAS ARCILLAS POCO USADOS NOIONICOS SON RESISTENTES A LAS ALTAS SALINIDADES ANIONICOS HAN SIDO MUY USADOS ESTABLES BARATOS Y NO SE ADSORBEN

SURFACTANTES EN AGUA

Sistema tipo III

POR QUÉ UN SURFACTANTE CLASE III? Porque , dado un sistema agua-surfactante-petróleo, es el que tiene menor tensión interfacial Porque forma una tercera fase, que es una microemulsión, que aporta viscosidad y por ello mejora la relación de movilidades Porque en experiencias de campo, es el que mejor resultados ha tenido, el peor es el clase II (+)

ESTUDIOS REOLÓGICOS DE POLIACRILAMIDAS Se realizaron estudios de viscosidad y envejecimiento en tres poliacrilamidas hidrolizadas de diferentes marcas a diferentes concentraciones: 200 ppm; 500 ppm y 1000 ppm en agua de formación. Se realizaron, además estudios de envejeciminto en cada caso Los resultados obtenidos fueron siempre de baja viscosidad pero suficientes para la viscosidad de petróleo. Tuvieron todas las muestras mal envejecimiento por dos motivos: Cae la viscosidad A los pocos días muestran un precipitado de aspecto duro y muy importante en cantidad, que dañaría la formación Se decide probar con biopolímeros

ESTUDIOS REOLÓGICOS DE BIOPOLÍMEROS Se prueban con dos xhantanos de diferente fabricante, y de diferente peso molecular. Ambos dan buenos resultados pero es mejor el provisto por XXXX que muestra buenos resultados a 500ppm. Sin embargo los resultados no son óptimos. Hay una importante pérdida de viscosidad con el tiempo y presenta una leve cantidad de “fibras”opalescentes en el frasco. De todas formas se selecciona este polímero y concentración para estudiar la interaccion con el surfactante

INTERACCION POLÍMERO SURFACTANTE La presencia del surfactante mejora la viscosidad Mantiene clase III con el polímero La tensión interfacial se mantiene con el polímero

ENSAYOS PROPUESTOS PARA SIMULADOR EXPERIMENTAL El polímero no parece ser algo indispensable para aumentar la eficiencia areal (M:1). Por ello sería conveniente inyectar sólo surfactante (con una alta concentración) y luego agua. De esta manera se evitaría el muy probable daño a la formación que tiene baja permeabilidad.

ADSORCIÓN ESTÁTICA El estudio de adsorción estática concluyó que la adsorción del surfactante es del 40 %, razón por la cual no se piensa usar álcali. Por seguridad , se va a dosificar un 40 % mas de surfactante en la prueba piloto.

DISTANCIAMIENTO (m)

Perforación Pozos In Fill Ce-1227 Ce-1069 CE-1272 CE-1273 CE-1275 CE-1274

Producción Pozos In Fill Return

Producción Pozos In Fill Return

Producción Pozos In Fill Return

Producción Pozos In Fill Return

VISITA ASP USA VISITA FABRICA DE LAVAVAJILLA FABTECH CASPER WYOMING

Han realizado equipos de ASP-AP y Polímero para USA, Canadá, China e indonesia. Son equipos que permiten inyectar por separado o en conjunto, el álcali, el surfactante y el polímero. Se opera con una sola persona, está totalmente automatizado. La construcción de un equipo con 4 bombas de alta presión y tres tanques (ASP) demora 6 meses y se considera un mes mas para envío. El costo es alrededor de 1MM U$S.

VISITA FABRICA DE LAVAVAJILLA FABTECH

VISITA FABRICA DE LAVAVAJILLA FABTECH

VISITA YACIMIENTOS MELLOT RANCH Y THOMPSON CREEK GILLETTE WYOMING

VISITA MELLOT RANCH (ASP)

VISITA THOMPSON CREEK (AP)

VISITA THOMPSON CREEK (AP)

MUCHAS GRACIAS